18 enero 2009

Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos
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La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.
El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros.
Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie.
Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos:
  1. Presión.
  2. Atracción molecular.
  3. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura).
  4. Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas.

La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad.

El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura.

Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos

La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación


Figura 1. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido.
Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas.
La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico.
Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha.
Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.

Fuente: B. Craft

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